Экономическая и энергетическая эффективность применения отечественных МКУ при добыче низконапорного сеноманского газа

Автор: Огай В.А.

Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir

Рубрика: Природопользование

Статья в выпуске: 1 т.1, 2015 года.

Бесплатный доступ

Короткий адрес: https://sciup.org/140220204

IDR: 140220204

Текст статьи Экономическая и энергетическая эффективность применения отечественных МКУ при добыче низконапорного сеноманского газа

Наиболее перспективным решением по эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки сеноманских залежей является ввод в узловые точки системы сбора газа мобильных компрессорных установок (МКУ), которые обеспечат сжатие газа до необходимых значений давления входа в ДКС.

МКУ базируется на общей стальной раме с внешними блочными устройствами. Работа установки происходит без присутствия обслуживающего персонала. МКУ способны продлить эксплуатацию скважин до устьевого давления 0,1 МПа, что позволит продолжить рентабельную добычу низконапорного газа и достичь максимальной газоотдачи залежи.

В 2011 году на Вынгапуровском месторождении был запущен пилотный проект по вводу мобильных компрессорных установок в рамках опытно - промышленной эксплуатации. А уже в марте 2015 года ООО «Газпром добыча Ноябрьск» подписало договор о приобретении семи установок, которые разместят на четырёх площадках газосборной системы Вынгапуров-ского газового промысла. Это позволит продлить эксплуатацию промысла до конца 2021 г, несмотря на то, что уже сейчас коэффициент извлечения газа сеноманской залежи месторождения составляет более 84%. По последним данным публикуемым специалистами ПАО «Газпром», вносятся корректировки в проектнотехнические документы на разработку месторождении с учётом внедрения МКУ. По расчетам это позволит увеличить значение накопленного отбора газа, например из сеноманской залежи Ямбурского месторождения на 8% с внутренней нормой доходности 15% [3].

Наряду с увеличением объемов добычи газа применение МКУ обладает рядом таких технологических преимуществ, как:

  • -    снижение негативных последствий накопления жидкости в промысловых системах сбора газа и, как следствие, улучшение условий работы скважин;

  • -    снижение гидродинамических потерь в промысловых трубопроводах за счет увеличения уровня эксплуатационных давлений;

  • -    более гибкое регулирование режимов работы ДКС, что позволит обеспечивать условия эффективной загрузки газоперекачивающих агрегатов (ГПА);

  • -    возможность управления разработкой отдельных зон газовой залежи и рационального использования энергии пластового давления.

На Вынгапуровском газовом промысле эксплуатируются МКУ-450 производства Siemens Nederland N.V. Важно отметить, что отечественные машиностроительные предприятия обладают опытом изготовления МКУ [4].

В связи с принятым высшим руководством Российской Федерации экономическим курсом на им-портозамещение, многие отечественные нефтегазовые компании переходят на технологии и оборудование отечественных производителей. В условиях сложившихся реалий требуется эффективное точечное внедрение национального продукта в нуждающиеся в модернизации технологические системы. Учитывая вышеупомянутые факторы предлагается внедрение отечественных МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1, продукта ОАО «Казанькомпрессормаш», на кусту скважин Вын-гапуровского месторождения.

Проведённый анализ показал, что данная установка по технологическим и эксплуатационным параметрам идентична МКУ-450 Siemens Nederland N.V., но при этом имеет более низкую закупочную стоимость, чем зарубежный аналог (табл. 1).

Таблица 1 Технологические и эксплуатационные параметры МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1. ОАО «Казанькомпрессормаш»

Параметр

ТАКТ 64.09. М4 УХЛ1

Объёмная производительность, м3/мин

13,0-64,0

Давление на входе, Мпа

01-,06

Давление на выходе, Мпа

0,6-2,0

Температура на входе, С

10,0-40,

Температура на выходе, С

50

Мощность потребляемая, кВТ

576

Следует также отметить, что компрессорные установки серии ТАКАТ эффективно эксплуатируют на своих месторождениях ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «Сургутнефтегаз».

Рассмотрено гипотетическое внедрение МКУ ТАКАТ в газосборную систему пяти скважин Вынга- пуровского месторождения, по аналогии с уже имеющимся опытом внедрения МКУ на этом месторождении. Газ с устьев скважин № 207, 179, 208, 117, 167 предварительно будет подвергаться компримированию в МКУ, которые обеспечат сжатие газа до необходимых значений давления входа в ДКС.

Для оценки экономической эффективности была рассчитана экономика двух вариантов с внедрением МКУ и без внедрения за расчётный период 16 лет, равный сроку эксплуатация ТАКАТ (табл. 2). Расчёты были проведены с учётом технологических показателей МКУ ТАКАТ, винтовой ДКС № 92, параметров шлейфов и учёта их реконструкции под внедрение МКУ. Расчеты выполнены в соответствии с общепринятыми в международной практике подходами на основе действующих нормативно-методических документов [5, 6].

Таблица 2 Экономический эффект внедрения отечественной МКУ

Показатель

С внедрением МКУ

Без внедрения

Единичная мощность МКУ, кВТ

576

-

Расход топливного газа по устьевым МКУ, тыс м.куб./сут.

14,41

-

Расход топливного газа по ДКС, тыс м.куб./сут.

1002,58

1236,39

Средняя производительность ДКС, млн. м. куб./сут.

61,3

31

Капитальные вложения (с НДС) за расчётный период, млн.руб.

300

-

Амортизация за расчётный период, млн. руб.

225

-

Эксплуатационные затраты за расчётный период, млн. руб

210

310

Налог на добычу газа, млн. руб

5200

307

Доход от реализациигаза за расчётный период, млн. руб.

3690

510,5

Чистый доход, млн.руб.

568,5

-78,8

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.

82

-82,4

Срок окупаемости, лет

8

-

Положительные экономические показатели при внедрении МКУ, достигаются за счёт увеличения добычи газа и газового конденсата, снижения энергетической составляющей эксплуатационных затрат, за счёт более эффективной загрузки ДКС. Отрицательные экономические показатели за расчётный период 16 лет в проекте без внедрения МКУ, характеризуются невозможностью экономически рентабельной добычи остаточных запасов низконапорного газа на завершающем этапе разработки месторождения без использования эффективных технологий.

Также были проведены расчёты и выведены зависимости энергоэффективности применения системы распределённого компримирования. В качестве показателя энергоэффективности использовалось отношение суммарных рабочих мощностей работы по схеме распределенного компримирования с МКУ и винтовой ДКС к отношению суммарных мощностей ДКС без технологии распределенного компримирования. На показатель этого отношения влияют величина компримирования газа в МКУ (в зависимости от выбранного режима) и общая величина компимирования газа ri = Pк/Pу на участке устье – выход с ДКС. По расчётам энергоэффективность применения МКУ достигает до 8% в зависимости от режимов работы, которые учитываются при проектировании ГСС. Положительная энергоэффективность достигается за счёт рациональной загрузки ДКС на протяжении срока эксплуатации системы распределённого компримирования и затратам на топливные ресурсы.

Положительные экономические показатели при внедрении МКУ, достигаются за счёт увеличения добычи газа и газового конденсата, снижения энергетической составляющей эксплуатационных затрат, за счёт более эффективной загрузки ДКС. Отрицательные экономические показатели за расчётный период 16 лет в проекте без внедрения МКУ, характеризуются невозможностью экономически рентабельной добычи остаточных запасов низконапорного газа на завершающем этапе разработки месторождения без использования эффективных технологий.

Также были проведены расчёты и выведены зависимости энергоэффективности применения системы распределённого компримирования. В качестве показателя энергоэффективности использовалось отношение суммарных рабочих мощностей работы по схеме распределенного компримирования с МКУ и винтовой ДКС к отношению суммарных мощностей ДКС без технологии распределенного компримирования. На показатель этого отношения влияют величина компримирования газа в МКУ (в зависимости от выбранного режима) и общая величина компимирования газа ri = Pк/Pу на участке устье – выход с ДКС. По расчётам энергоэффективность применения МКУ достигает до 8% в зависимости от режимов работы, которые учитываются при проектировании ГСС. Положительная энергоэффективность достигается за счёт рациональной загрузки ДКС на протяжении срока эксплуатации системы распределённого компримирования и затратам на топливные ресурсы.

Выводы:

Продление периода рентабельности добычи низконапорного сеноманского газа на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, в настоящее время входит в перечень актуальных научно-технических задач добывающих предприятий. Это может быть обеспечено за счет применения мобильных компрессорных установок (МКУ). Увеличение объемов добычи газа достигается увеличением отборов из истощенных скважин при подключении МКУ к ГСС. Это позволяет увеличить пропускную способность шлейфов, снизить устьевые давления и, как следствие, увеличить дебиты скважин. В ходе работы выявлена экономическая и энергетическая эффективность гипотетического применения отечественной МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1, продукта ОАО «Ка-занькомпрессормаш», на кусте скважин Вынгапуров-ского месторождения.

(Промышленный инжиниринг).

Список литературы Экономическая и энергетическая эффективность применения отечественных МКУ при добыче низконапорного сеноманского газа

  • Саранча А.В., Саранча И.С. Низконапорный газ сеноманских залежей ЯНАО//Академический журнал Западной Сибири. -2014. -Том 10, № 3 (52). -С. 146-147.
  • Ли Джеймс, Никенс Генро, Уэллс Майкл Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин/Перевод с английского. -М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. -384 с., ил. (Промышленный инжиниринг).
  • Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Арно О.Б., Меркулов А.В., Кирсанов С.А., Красовский А.В., Свентский С.Ю., Кононов А.В. Применение мобильных компрессорных установок на завершающей стадии разработки газовых залежей//Газовая промышленность. -2015. -№ 1. -С. 15-17.
  • Паранин Ю.А. Винтовые компрессорные установки нового поколения/Ю.А. Паранин, М.Д. Садыков, Р.Р. Якупов и др.//Труды XV Междунар. науч.-техн. конф. по компрессорной технике. -Т. 1. -Казань: Слово, 2011. -С. 112-117.
  • Косов В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов/В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. -Тюмень, 2010.
  • Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений (утв. и.о. Председателя Правления ОАО «Газпром» С.Ф. Хомяковым от 09.09.2009 г. № 01/07-99).
  • Краснова Е.И., Грачев С.И. Оценка пластовых потерь конденсата при неравномерном вводе объектов в разработку//Геология, география и глобальная энергия. -2012. -№ 4 (47). -С. 16-19.
  • Грачев С.И., Черняев А.В., Шпуров И.В. Совершенствование разработки коллекторов юрских отложений//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2012. -№ 4. -С. 53-57.
  • Коротенко В.А., Грачев С.И., Кушакова Н.П., Сабитов Р.Р. Физические модели вытеснения вязкопластичных нефтей//Нефтепромысловое дело. -2014. -№ 5. -С. 5-10.
  • Кильдышев С.Н., Кубасов Д.А., Дорофеев А.А., Саранча А.В. Концепция выделения эксплуатационных объектов на Южно-Русском многопластовом нефтегазоконденсатном месторождении//Горные ведомости. -2011. -№ 7 (86). -С. 52-59.
  • Саранча А.В., Федоров В.В., Митрофанов Д.А., Зотова О.П. Эффективность проведения гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении//Фундаментальные исследования. -2015. -№ 2-12. -С. 2581-2584.
  • Саранча А.В., Огай В.А., Митрофанов Д.А., Хайруллина Д.В. Оценка объемов низконапорного сеноманского газа на месторождениях ЯНАО//В сб.: Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли Сборник научных трудов IX Международной научно-техническойконференции студенческого отделения общества инженеров-нефтяников-Society of Petroleum Engineers (SPE). -Тюмень, 2015. -С. 84-88.
Еще
Статья